Журнал "Энергорынок" # 6 за 2007 год

Согласно Постановлению Правительства РФ от 31 августа 2006 г. N 529 г. "О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)" в энергетике России начали применяться новые "Правила работы оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ)", которые существенно изменили принципы оплаты поставок электроэнергии. Более чем полугодовой период работы ОРЭМ позволяет оценить характерные особенности ценообразования и их влияние на работу электростанций.

    Типовые графики как основа формирования цены на рынке "на сутки вперед"
    НП "АТС" на основе планового баланса определило объемы электроэнергии, оплачиваемые поставщикам по тарифу ФСТ РФ, что дало четкие ориентиры в объемах электроэнергии, предоставляемых по регулируемым ценам. К сожалению, в специфических условиях работы ОЭС Сибири есть проблемы при оплате части выработки поставщиков, превышающей объемы регулируемых договоров, вызванные в том числе и особенностями формирования свободных цен на электроэнергию на рынке "на сутки вперед" (РСВ) и на балансирующем рынке (БР), которые возникают по следующим причинам:
    1. Плановый баланс составляется задолго до фактического исполнения. Доля ГЭС в общей выработке электроэнергии в ОЭС Сибири весьма значительна, а такие факторы, как заполнение водохранилищ ГЭС, отклонение температуры наружного воздуха от среднемноголетних температур, аварийные ремонты основного оборудования и другие причины, не позволяют достоверно запланировать выработку тепловых электростанций.
    2. Типовые графики, в которых размещается плановый объем выработки, в новых условиях оплачиваются электростанциям по тарифам ФСТ. Они были сформированы НП "АТС" исходя из статистики работы электростанций прошлых лет, но режим ТЭС ОЭС Сибири каждый год разный, особенно - в межсезонье.
    Так, например, 2006 г. оказался многоводным, что привело к существенным трансформациям режима работы многих электростанций, в том числе из-за изменения графика ремонтов основной сети ВЛ. В осенний период цены на РСВ преобладающее время были нулевыми или близкими к этой отметке.
    3. В соответствии с действующими правилами поставщики ТЭС на объемы Рmin и ГЭС на полные объемы электроэнергии могут подавать только ценопринимающие заявки. Кроме того, генерирующие компании имеют право подачи таких заявок и на объемы выше Рmin. В результате, в ОЭС Сибири суммарные объемы ценопринимания весьма значительны, и зачастую ни одна ценовая ступень не проходит при конкурентном отборе, что способствует формированию рыночных цен на электроэнергию близкими к нулю. А ведь именно по этим ценам оплачивается электроэнергия, выданная станциями сверх объемов, регулируемых договоров, основанных на плане ФСТ.
    Рассмотрим пример.
    Как видно из рис. 1., средняя цена на РСВ за 6 сентября - 2,5 коп./кВт.ч.
    Естественно, ни у одной тепловой станции нет желания выдавать электроэнергию на рынок по такой цене.
    Указанные причины могут приводить к фактически неоплачиваемому производству электроэнергии у поставщиков (при вынужденных режимах работы, суммарно превышающих по объему размер выработки по регулируемым договорам) и, соответственно, оказывать негативное влияние на оперативно-диспетчерскую дисциплину. Кроме этого важно отметить, что электроэнергия, вырабатываемая ТЭС на Рmin и ГЭС по ТГ, востребована покупателями и в любом случае подлежит оплате.
    По мнению авторов статьи, вся выработка тепловых электростанций при минимальной тепловой нагрузке должна оплачиваться по тарифу ФСТ. При увеличении нагрузки электростанции из условий системной надежности (выше минимальной по теплу) необходимо разработать и утвердить ФСТ соответствующую методику расчета оплаты, учитывающую увеличение затрат станции.
    Поскольку в сентябре в ОЭС был избыток гидроресурсов, то ОДУ Сибири выбирало состав оборудования на электростанциях исходя из требований системной надежности и минимальных тепловых нагрузок.
    Электростанции, у которых план ФСТ был выше задаваемого графика, получили плату за электроэнергию, которую они не произвели, докупая объемы электроэнергии до плана ФСТ по ценам, близким к нулю.
    Электростанции, у которых выработка в ППБР оказалась выше плана ФСТ, продавали электроэнергию на рынке РСВ, цена на котором была практически всегда нулевая.
    Как видно из таблицы за 6 сентября, нагрузка на Березовской ГРЭС равнялась нулю. Но несмотря на это станция получала плату, соответствующую работе станции с нагрузкой 1 200 МВт.
    Нагрузка Бийской ТЭЦ-1 составляла 128 МВт, (заданная СО), плату по тарифам ФСТ она получала только за 75 МВт, указанную в плановом балансе, за остальной объем выработки ей заплатили по ценам, близким к нулю.
    Естественно, после того как на электростанциях разобрались, что в задаваемом графике предусмотрена так называемая "бесплатная" выработка, то практически сразу под разными предлогами они "разгрузились" до плана ФСТ, что в ряде случаев ставило под угрозу надежность электроснабжения целых энергорайонов.
    Положение, при котором оплачивается непроизведенная и не оплачивается произведенная электроэнергия, "раскачивает" ситуацию на оптовом рынке и требует скорейшей ее корректировки.
    Ситуацию, при которой для станции складывается нулевая цена РСВ, можно продемонстрировать на рисунке.
    Кратко сформулируем обстоятельства, складывающиеся во время работы электростанции.
    1. Объемы участия электростанции в балансе ФСТ формируются с учетом многих факторов, на которые станция не может оказывать влияния.
    2. Типовой график генерации для электростанции определяет НП "АТС".
    3. Объемы РД, получаемые на основе типовых графиков и плана ФСТ, задает НП "АТС".
    4. Состав оборудования для электростанции в процессе формирования РСВ выбирает СО исходя из требований баланса и системной надежности.
    Как следствие указанных факторов, - неопределенность финансовой ситуации для электростанции в процессе выработки электроэнергии, которая может привести к негативным результатам.
    Станции, план ФСТ которых ниже задаваемого графика, имеют два выхода: нарушая диспетчерскую дисциплину и ставя под угрозу надежность электроснабжения региона, снижать нагрузку до плана ФСТ (получая штрафы за снижение качества мощности), или работая по графику, выдавать электроэнергию ниже себестоимости (часто по нулевой цене) со всеми вытекающими отсюда финансовыми последствиями. Свободные двухсторонние договоры, к сожалению, проблемы не решают.

    Формирование цены на балансирующем рынке
    При формировании графика принятая электроэнергия не может иметь нулевую цену, потому что она кем-то производится отнюдь не по нулевой себестоимости. Решение есть и достаточно простое. В рамках РСВ и БР при определении графика принимать цену минимальной выработки ТЭС и заданной выработки ГЭС не нулевую, а равную тарифу ФСТ на электроэнергию непосредственно для каждой станции. Таким образом, изначально не будет фигурировать цифра "нуль". А минимальная цена на рынке составит приблизительно средневзвешенный тариф ФСТ по электроэнергии станций, работающих по вынужденному режиму.

    Вывод
    По мнению авторов статьи, правила ОРЭМ, касающиеся механизма ценообразования нуждаются в существенных коррективах. По крайней мере по отношению к Сибирскому региону. Действующие сегодня "Правила" могут привести к снижению надежности работы энергообъединения из-за ухудшения финансового положения электростанций.

Максим Куковеров     советник по оптовому рынку электроэнергии ООО "Бийскэнерго".     Авторами статьи затронута очень важная существующая проблема рынка в Сибири. Средняя цена РСВ в Сибири при действующем механизме формирования свободной цены за первые 8 месяцев функционирования ОРЭМ (сентябрь 2006-апрель 2007) составила 166 руб./МВт.ч, при этом топливная составляющая удельных издержек тепловой генерации в среднем в 2 раза и более превышает данную цену РСВ.     Таким образом, при существующем ценообразовании и предстоящей либерализации рынка можно предположить, что, скажем, уже в 2009 г., когда либерализация рынка составит 50 %, тепловая генерация и рынок в целом столкнутся с целым рядом вопросов, уже в настоящее время требующих новых эффективных решений.     В дополнение к проблемам, изложенным авторами статьи, мы хотели бы обратить внимание на недостатки существующего на ОРЭМ порядка оплаты поставщикам разворота оборудования из холодного резерва по команде СО.     Исходя из соображений, что цены РСВ/БР должны отражать маржинальные предельные издержки по выработке электроэнергии в данном часе, и, соответственно, чтобы поставщики не включали возможные затраты по раскрутке холодного резерва в три основные ступени ценовых заявок, рыночным сообществом было принято решение о предоставлении поставщикам возможности подавать дополнительную 4-ю ступень цены разворота холодного резерва, которая не участвует в процедуре конкурентного отбора и, соответственно, не влияет на цены РСВ/БР, а стоимость оплаты раскрутки холодного резерва при этом относится на небаланс БР.     Эта концепция, на наш взгляд, не совсем верно отражена в регламентах АТС в части принципов расчета стоимости для поставщика. В ценовой заявке РСВ в 4-й ступени поставщик может указать объем ступени мощности (с учетом холодного резерва), а также ее цену - цену раскрутки холодного резерва.     Казалось бы, что в случае разворота холодного резерва, поставщику должны оплатить величину развернутой мощности по цене, которую он указал, т. е. в графе "цена ступени мощности" нужно указать стоимость разворота 1 МВт из холодного резерва, которую теоретически возможно рассчитать. Однако это не так! В настоящий момент в соответствии с регламентами АТС по 4-й ступени в случае наличия "признака разворота оборудования", зафиксированного СО, оплачивается превышение диспетчерского объема над объемом поставки из 3-й ступени заявки РСВ в первом часе, когда диспетчерский объем превысил объем 3-й ступени (далее - "первый" час, в этом часе Рмах в БР больше Рmax в ПДГ на величину раскрученного резерва).     При этом указанная величина превышения, очевидно, носит случайный характер, ее весьма сложно спрогнозировать и, следовательно, корректно рассчитать показатель цены 4-й ступени. Подлежащая оплате величина:     а) может вообще отсутствовать или быть минимально возможной в "первом" часе (если, например, СО дал команду развернуть оборудование ночью, чтобы уже дополнительно иметь в распоряжении горячий резерв в часы пик);     б) может быть равна полной величине мощности раскрученного блока;     в) по сути может принять любое значение от нуля до полной величины мощности раскрученного блока в зависимости от требований СО и/или системной надежности.     Таким образом, затраты станции (мазута и т. п.) на разворот оборудования из холодного резерва, вообще говоря, никак не коррелируют с непрогнозируемым объемом, подлежащим оплате по 4-й ступени, которого в худшем для поставщика случае может просто не быть.     В результате:     а) цена ступени мощности, подаваемая участником в заявке РСВ, становится абсолютно непрозрачной;     б) финансовый результат участника, раскрутившего оборудование из холодного резерва, непредсказуем;     в) в целом для рынка ситуация становится крайне неблагоприятной, поскольку антимонопольному органу крайне сложно проверить адекватность поданной участником 4-й ценовой ступени, а для самого участника становится возможным как получение убытков, так и сверхприбыли.     г) возможно ухудшение дисциплины по исполнению команд СО и, как следствие, надежности энергоснабжения, потому что поставщику возможно не будет оплачен в полном размере разворот оборудования и в связи с этим он понесет убытки. На наш взгляд, это может быть особенно актуально во 2-й ценовой зоне, в условиях общей неблагоприятной рыночной конъюнктуры для поставщиков.     По нашему мнению, существуют следующие пути решения данной проблемы:     1) либо в корне менять принципы оплаты разворота оборудования из холодного резерва (т. е. оплачивать не случайную величину из "первого" часа, а всю величину развернутой по команде СО мощности);     2) либо СО должен ставить "признак разворота оборудования" в часе, где была максимальная внешняя инициатива в отношении развернутого по его команде оборудования из холодного резерва;     3) одновременно необходимо усиление антимонопольного контроля в части отдаваемых команд СО на разворот холодного резерва, а также за поставщиками в части подачи ценовых заявок по 4-й ступени.